Jugoistočna Evropa: spot cene rastu zbog večernje nestašice i zagušenja, Mađarska i severni koridor prednjače

Tržište električne energije u jugoistočnoj Evropi 30. juna 2026. godine ponovo je pokazalo da se cena ne formira samo oko dnevne potrošnje, već oko fizičke dostupnosti i zagušenja mreže—posebno u večernjim satima kada fleksibilnost sistema ostaje ograničena. Repricing je bio snažan duž severnog i centralnog SEE koridora, a razlike među zemljama ukazuju na to da problem nije ravnomerno raspoređen.

Spot cene: sever i centar najskuplji, Balkan najniži

HUPX je tog dana dostigao 290,71 €/MWh, što predstavlja rast od 68 €/MWh u odnosu na prethodni dan. Rumunski OPCOM porastao je na 293,44 €/MWh (+69,9 €/MWh), čime je Rumunija postala najskuplje tržište u posmatranom setu. Srbija je takođe zabeležila izrazit skok: SEEPEX na 250,98 €/MWh (+101 €/MWh).

Hrvatska i Slovenija bile su blizu mađarskog nivoa—263,03 €/MWh odnosno 262,05 €/MWh—dok su Albanija (116,33 €/MWh), Grčka (137,72 €/MWh), Bugarska (148,44 €/MWh), Severna Makedonija (148,05 €/MWh) i Crna Gora (157,14 €/MWh) ostale znatno niže.

Razlika između tržišta bila je velika: Mađarska je trgovala za više od 142 €/MWh iznad Bugarske, skoro 153 €/MWh iznad Grčke i više od 174 €/MWh iznad Albanije.

Zagušenje i nestašica: potrošnja raste brže od neto uvoza

Osnovni signal iza skoka cena nije samo rast potrošnje. Regionalna potrošnja HU+SEE porasla je na 35.949 MW (+1.175 MW), dok je neto uvoz porastao na 2.859 MW (+1.023 MW). Istovremeno, uvoz iz pravca Centralne Evrope—posebno tokovi AT+SK ka HU+SI—dostigao je 2.946 MW, što ukazuje na oslanjanje mađarskog i severnog SEE pojasa na kapacitete iz Centralne Evrope.

U tom kontekstu širenje HU-DE spread-a na 103,38 €/MWh dodatno potvrđuje da je mađarska nestašica bila znatno jača nego u Nemačkoj.

Satni profil: večernji premium dominira nad dnevnim tokom

Kretanje cena tog dana bilo je izrazito koncentrisano u večernjem ramp periodu—ne tokom sunčanog dela dana. Mađarska je zabeležila maksimum od 923,10 €/MWh u H21; Rumunija 954,60 €/MWh; Hrvatska 946,60 €/MWh; Slovenija čak 1.041,50 €/MWh; dok je Srbija imala maksimum od 800 €/MWh.

Posebno upadljiv detalj bio je da su proseci van vršnog opterećenja nekih tržišta bili viši od peak-a: u Mađarskoj off-peak cena iznosila je 320,80 €/MWh (iznad peak nivoa od 260,60 €/MWh). To se tumači kao letnji ramp problem—solar stabilizuje sredinu dana, ali večernji period ostaje bez dovoljno fleksibilnosti uz ograničen uvoz i nedovoljnu termičku raspoloživost.

Bilansi po zemljama: Mađarska najveći deficitni oslonac

Bilansi po zemljama pokazuju gde se pritisak najviše osećao. Mađarska je bila najveći uvoznik sa ukupno 1.841 MW uz potrošnju od 5.819 MW i proizvodnju od samo 3.977 MW. Rumunija je takođe bila deficitna: uvoz od 1.380 MW uz potrošnju od 6.605 MW i proizvodnju od 5.225 MW uprkos snažnoj hidro komponenti.

Hrvatska je uvozila 1.336 MW. Srbija je imala uvoz od 697 MW uz potrošnju od 4.046 MW i proizvodnju od 3.348 MW—faktori koji pomažu da se objasni nagli rast SEEPEX-a.

Grčka i Bugarska kao suprotna strana sistema

Grčka i Bugarska delovale su kao kontrapunkt regionalnom deficitu. Grčka je izvozila ukupno 1.620 MW uz proizvodnju od 9.045 MW i potrošnju od 7.425 MW; miks proizvodnje uključivao je gas (2.837 MW), solarne (2.880 MW) i vetar (2.219 MW). Bugarska je izvozila 801 MW i funkcionisala kao regionalni tranzitni hub sa jakim tokovima ka Rumuniji (BG > RO) od čak 1.855 MW uz istovremeni uvoz iz Grčke.

Srbija između juga i skupog severa

Za Srbiju ključna poruka tog dana bila je pozicioniranost između “jeftinijeg juga” i “skupog severa”. SEEPEX na nivou od 250,98 €/MWh bio je znatno iznad Grčke, Bugarske i zapadnog Balkana, ali ispod Mađarske, Rumunije Hrvatske i Slovenije.

Neto uvoz Srbije od 697 MW zajedno sa večernjim maksimumom od 800 €/MWh pokazuje da se zemlja uklapala u regionalni obrazac dominacije večernje nestašice—gde interkonekcije i satna ravnoteža imaju veći značaj nego dnevni prosek.

Forward tržišta: mađarski rizik ostaje vidljiv

Signal za investitore ne ostaje samo na spot nivou: forward kriva ukazuje da mađarski rizik nije isključivo kratkoročni fenomen spot tržišta. HU Week P29 porastao je na vrednost od oko144 €/MWh; HU July 2026 na oko135 €/MWh; dok HU-DE spread ostaje visok na rasponu približno27–30 €/MWh.

Dugoročnije cene bile su stabilnije—Cal-27 na oko111 €/MWh—što sugeriše da tržište problem primarno vidi kao kratkoročni letnji kapacitetni i congestion šok umesto kao širu strukturnu promenu cele krive.

Gorivo nije jedini faktor: CO₂ niži uprkos skoku

Iako gas raste na oko43,9 €/MWh, EUA pada na78,78 €/t. Takav odnos ukazuje da glavni pokretači nisu bili prvenstveno troškovi povezani sa ugljenikom već fizička nestašica električne energije, ograničenja interkonekcija i pritisak tokom večernjeg ramp perioda.

Naredni dani zavise od temperatura—ali ne rešavaju osnovnu neravnotežu

Sledeći signal zavisiće delom od vremena: temperature bi trebalo da padnu sa oko29°C na26°C pa zatim na oko22°C što bi trebalo da smanji potrošnju hlađenja. Međutim, ako Mađarska, Rumunija Hrvatska i Srbija ostanu strukturno deficitarne tokom ovog režima rada sistema, večernji premium može ostati povišen čak i uz blaže temperature—jer ključni problem proizlazi iz solarno-veče neravnoteže uz ograničenu fleksibilnost sistema.